记者注意到，尽管广东、浙江等省份陆续出台了力度不一的地补政策，但对于海上风电开发而言，电价没有办法完全覆盖投资及建设成本，投资收益率较难保证仍然是目前面临的最大问题。

 

　　远景能源高级副总裁田庆军曾多次表示，“海上风电平价是中国风电发展的‘珠穆朗玛峰’，一旦登顶成功，中国风电发展在技术上一马平川、再无障碍。”

 

　　然而，目前摆在行业面前的现实问题是，如何攀登中国风电的最后一座高峰？

 

　　平价的曙光

 

　　从海上风机设备的降价幅度来看，海上风电的平价似乎曙光初现。

 

　　10月以来，2021年海上风电招标市场仅存的两颗“硕果”先后对风机采购进行了中标候选公示。其中，参与华润电力苍南海上风电项目竞标的整机企业平均报价为4562.8元/kW；参与中广核象山涂茨海上风电项目竞标的企业平均报价为4443元/kW。

 

　　同时，记者注意到，作为上述两项目的唯一中标方，中国海装的报价均为最低价，其中，其在中广核象山涂茨海上风电项目投标报价已降至3830元/kW，一举将海上风机的低价纪录刷新至4000元/kW以下。

 

　　然而，在2020年，海上风机每千瓦的价格水平大多仍保持在6500元/kW以上。如今，仅仅一年海上风机价格已接近“腰斩”。

 

　　IRENA数据显示，在原先的设备价格水平下，2020年中国海上风电总安装成本为2968美元/kW，平准化度电成本为0.084美元/度（约0.54元/度），距离平价仍有差距。同时，根据国信证券研报数据，风电机组投资（含安装）在海上风电项目总投资中所占比例约为45%，此时，风机设备价格的大幅下调对于海上风电平价的意义不言而喻。

 

　　与此同时，伴随着风机设备价格的快速下降，机组大型化的技术迭代再次提速。2021年北京国际风能展期间，国内各大整机制造企业进行了密集的机型发布。在眼花缭乱的机型竞争中，唯一不变的技术共性在于越做越大的单机容量和越来越长的风轮直径，其中海上风机大型化的趋势尤为明显。

 

　　记者注意到，在最新发布的海上风机中，单机容量低于7MW的机型几乎消失，容量上限早已突破10MW。其中，以东方电气、明阳智能为代表的的整机企业更是将海上风机的单机容量上限扩展至13MW和16MW。

 

　　这意味着，至少在单机容量上，国产海上风机将超越拥有技术先发优势的国际整机巨头维斯塔斯、西门子歌美飒和GE，领跑全球。

 

　　可靠性VS经济性

 

　　国内整机企业之所以如此步伐一致地追求“大风机”，是因为风机大型化被认为是降低海上风电成本最有效的途径。

 

　　首先，单机容量的提升通常意味着更大的扫风面积和更高的轮毂高度，这使得风机在同样的风资源条件下可捕获更多风能，进而通过提升发电量的方式摊薄成本；其次，对于相同规模的风电场，采用更大容量的机组可减少风机点位，这不仅将有效降低风机基础、运输、吊装等初始投资，同时还可降低后期运维和管理的成本及难度。

 

　　尽管经济性问题对于产业的发展至关重要，但在海上风电领域，可靠性的重要性同样不容忽视。

 

　　“海上风电天生是高投入高风险的行业，需要在发展中保持理性，产业追求经济性的前提是保证可靠性。”上海电气风电集团股份有限公司总裁缪骏在2021中国新能源发展论坛上表示，海上风机是工业性产品，产品投运后需要保证25年的健康运行，因此不能片面地在某一阶段追求绝对的低价。

 

　　多位业内人士曾告诉记者，相比陆上风机，海上风机需要应对更复杂的海况和地质条件挑战。同时，由于运维的可达性差，投运的风机一旦出现故障，运维和大部件更换的成本将呈指数级增加，若再叠加大容量风机倍增的电量损失，故障损失甚至可以将机组几年内发电收益直接抵消。

 

　　在这样的情况下，不论是成本下降，还是技术迭代层面，海上风电不仅需要走的快，更需要走得稳。

 

　　在技术迭代层面，毋庸置疑中国海上风电的前进步伐很快。对比欧洲海上风电，我国海上风机实现从4MW~6MW到8MW~9MW再到12MW~15MW的容量，“三级跳”时间缩短了一半，但与此同时，在每个兆瓦区间，国内留给风机的测试验证窗口、安装量和运行时间同样被缩短。

 

　　基于此，华东勘测设计研究院新能源工程院院长姜贞强表示，风机要在扎实的情况下，科学合理地降本。“主机研发速度快是好事，但同时，我们倾向于主机各个部件的认证工作也要做得更扎实，特别是现在8MW、10MW及以上的机组，投标是都投了，但仍存在机型型式认证少，甚至没有设计认证的情况。”

 

　　急需产业链协同

 

　　多位业内人士均向记者表示，整机商之间的价格博弈也是风机价格快速下降的重要原因。

 

　　自2020年下半年开始，受供求、竞争加剧、降本需求等多方面因素影响，整机商之间的价格战已经持续一年之久，“战火”从陆上蔓延至海上，风机价格不断探底，多位整机企业人士坦言，整机企业已步入微利时代，在目前的市场环境下，风机品牌溢价消失，再降本的空间有限。

 

　　弗兰德中国区董事长兼CEO勾建辉指出，“降本无可厚非，但技术并非一蹴而就，我们需要时间。目前，行业降本速度之快让主机和零部件厂商猝不及防，为打赢平价这场战役，主机厂和零部件厂甚至需要一两年的疗伤过程。”

 

　　在这样的背景下，仅靠风电设备环节降本实现平价不仅不现实，还存在产业风险，因此全产业链协同降本几乎成为行业共识和上、中游产业链的共同诉求。

 

　　国信证券研报指出，海上风电投资大致分为主体工程投资（90%）和其他费用（10%）。其中，除风电机组和风机基础之外，其他部分占工程投资的比例虽均小于10%，但合计比例达30%，对海上降本同样意义重大。

 

　　目前，海上风电整体造价水平约为13000元/kW~15000元/kW，多位业内专家测算，海上风电要实现平价上网，综合开发成本需再下降40%左右。

 

　　值得注意的是，与上、中游产业链利润被压缩的处境不同，在海上风电抢装阶段，受供求影响，包括海缆、施工等环节的成本不降反升。2021年，海上风电安装船价格在翻倍的情况下仍“一船难求”；海缆企业的盈利空间也迅速膨胀，毛利率超50%。

 

　　某海缆企业工作人员告诉记者，“平价之后，海缆价格会出现10%~15%的回落，价格回到抢装之前的水平。同时，因为行业降本需求，此后海缆价格仍会下调，但受海缆行业竞争格局的影响，出现类似风机价格‘腰斩’般的降价概率不大。”

 

　　除此之外，相比产业链中、上游，在海上风电工程等其他环节同样缺少降本驱动力。在2021北京国际风能大会高峰论坛上，哈电风能总经理谭文理表示，海上风电基础设施方面由于建设刚性较强，在短期内大幅度降本较难实现。

 

　　《关于完善风电上网电价政策的通知》和《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》等文件，已经确认了我国海上风电行业的退补时间点，2022年之后，国补将退出，海上风电将直面平价考验。同时，今年10月，风电伙伴行动明确，海上风电力争在2024年全面实现平价。

 

　　远景能源高级副总裁田庆军强调，中国海上风电平价是中国风电企业攀登的珠穆朗玛峰。要想实现海上风电平价，除了风机自身持续的研发投入，还需要整个产业链协同，形成合力。